鄂尔多斯盆地延长组长7致密油储层微观孔隙特征研究

利用场发射扫描电镜、微米CT、自动矿物识别系统(QEMSCAN)、微图像拼接(MAPS)等测试新技术结合常规分析方法对鄂尔多斯盆地延长组长7致密油储层孔隙特征进行综合研究。结果表明:致密油储层具有微米—纳米级多尺度孔隙连续分布的特征,大于2μm的微米级孔隙构成主要的储集空间;颗粒间充填胶结物质剩余的各尺度残余粒间孔及溶蚀形成的各尺度溶蚀孔隙是最重要的孔隙类型;致密油储层各尺度孔隙连通性较好,可以作为有效的储集空间及渗流通道;深湖细粒沉积及后期强压实、强胶结及强溶蚀为主的成岩作用是现今长7致密油储层微孔隙发育的主要控制因素;由于具备源储近邻或互层配置及异常高压驱动优势条件,致密油储层微孔隙中形成了富集石油的特征。     

鄂尔多斯盆地西部延长组长8~长6段致密储层微观孔隙特征差异

阐明鄂尔多斯盆地西部延长组长8~长6段致密储层微观孔隙特征的差异,对揭示致密油差异富集规律,实现有利储层的分级评价具有重要意义。运用铸体薄片、X射线衍射、场发射扫描电镜和高压压汞等技术手段,对长8~长6段致密储层样品进行测试,获取不同层段孔隙类型特征和孔隙结构特征。研究表明:从长8~长6段,致密储层面孔率先减小后增加,长8段以微裂缝和粒内溶孔为主,长7段和长6段以微裂缝和粒间孔为主,长6段杂基孔和粒内溶孔也较为发育。长8段孔喉半径最大,分选最好,歪度最粗,主要发育0.01~1μm的中孔喉,孔体积也最大。长7段和长6段歪度相近,均以1~10 nm的小孔喉为主,但长6段退汞效率最高,孔喉分选性和孔体积均好于长7段。结合毛细管压力曲线形态和孔隙结构参数,将孔隙结构分为Ⅰ中孔喉型、Ⅱ中细孔喉型、Ⅲ细孔喉型、Ⅳ微细孔喉型和Ⅴ微孔喉型5种类型。长8段和长6段孔隙结构分别以Ⅰ型和Ⅳ型为主,长7段以Ⅲ型和Ⅴ型为主。     

鄂尔多斯盆地长7段致密储层微观特征研究

针对鄂尔多斯盆地致密油储层特征复杂,缺乏系统研究的问题,通过大量岩芯观察,分析化验数据统计,同时采用恒速压汞实验、场发射及CT扫描等高分辨率测试手段和方法,对长7致密油储集层形成和特征进行了研究,认为延长组长7段致密油储集体由牵引流和重力流沉积的致密砂岩形成,具有粒度细,储层厚度大,脆性指数高,储层物性差等特征。孔隙类型以粒间孔和长石溶孔为主,可见孔隙含量低,主要发育微米-纳米级孔隙,喉道以片状和管状为主,受黏土矿物和有机质充填,有效孔隙体积小,但微裂缝发育,连通性好,储层含油层物性下限低,可动流体饱和度高。     

致密砂岩储层微观孔隙结构的分形研究

针对鄂尔多斯盆地陇东地区长7致密储层孔隙结构复杂、储层有效性评价困难的问题,基于分形理论,分别利用压汞曲线及CT图像对分形维数求解。通过计算的分形维数求解分形孔隙度,并与实验孔隙度对比。结果表明,两类分形维数的计算结果能反映其与孔隙结构间的关系,均表明该样品为中等非均质性。研究后认为,分形维数可以用于孔隙结构类型的表征。     

鄂尔多斯盆地新安边地区长7致密储层连通孔隙评价

利用铸体薄片、扫描电镜、高压压汞、核磁共振等实验技术,研究鄂尔多斯盆地新安边地区长7致密储层连通孔隙发育特征及其对储层的影响.研究结果表明:研究区长7致密储层发育粒间孔?溶孔主导型、溶孔?晶间孔主导型及晶间孔主导型3类孔隙组合.通过建立高压压汞?核磁共振对连通孔隙类型的判识模型,将储层孔隙划分为粒间优势连通孔隙、粒内劣...     

鄂尔多斯盆地华庆地区长9储层微观孔隙结构特征

为了查明鄂尔多斯盆地华庆地区长9油层组的微观特征,利用铸体薄片、扫描电镜、毛细管压力曲线等资料对储层微观孔隙结构进行深入研究。研究认为:华庆地区长9油层组以长石砂岩和岩屑长石砂岩为主,填隙物主要为胶结物,其中以铁方解石、浊沸石、伊利石和绿泥石为主;孔隙类型主要为原生残余粒间孔、溶蚀粒间孔、溶蚀粒内孔和自生矿物晶间微孔隙。依据毛细管压力曲线及孔隙特征将孔隙结构划分为5种类型:Ⅰ类(低门槛压力-中细喉型)、Ⅱ类(较低槛压力-细喉型)、Ⅲ类(较高门槛压力-微细喉型)、Ⅳ类(较高门槛压力-微喉型)、Ⅴ类(高门槛压力-微喉型)。     

大庆扶余油层致密储层孔隙结构及非均质性研究

扶余油层是大庆油田的主力产油层之一,发育的致密储层为非常规油气聚集的重要场所,但是孔隙结构较为复杂,非均质性极强。为了研究扶余油层不同类型致密砂岩储层的孔隙结构及其非均质性,本文应用分形几何理论,在高压压汞实验资料的基础上,结合物性测试以及矿物分析对矿物组分的测定,选取扶余油层K1q3、K1q4的8块样品进行分析,根据压汞曲线形态的差异、孔喉半径及排驱压力特征划分出3类储层：低排驱压力微-微细喉道型、中排驱压力-微喉道型、高排驱压力-吸附喉道型。计算致密砂岩储层孔隙结构的分形维数并讨论其地质意义。结果发现：各类储层均呈现两段式分形特征,得到两个分形维数：D1范围为2.9908～2.9956,平均为2.9933,D2范围为2.5738～2.6664,平均为2.6101。大庆扶余油层孔喉结构的复杂程度及非均质性对致密储层的储集空间和储层的渗流能力具有较强的控制作用,分形维数越大,孔喉结构越复杂,非均质性越强。     

鄂尔多斯盆地新安边地区长7页岩油储层孔隙结构特征

研究鄂尔多斯盆地新安边地区西部上三叠统延长组长7页岩油砂岩储层渗流能力与孔隙结构之间的关系。采用铸体薄片、扫描电镜、高压压汞、恒速压汞及核磁共振等测试技术,对新安边地区西部长7页岩油储层的物性、孔隙结构进行定性-定量研究。结果表明：长7储层的主要储集砂体类型为浊流砂体及三角洲前缘砂体,以长石砂岩、岩屑长石砂岩为主,粒度较细,储层致密、面孔率低,粒间孔及长石溶孔为最重要的孔隙类型;长7储层具有排驱压力较大、中值压力大、中值半径小等特点;不同物性储层的孔隙大小及分布差异不大,但喉道大小及分布差异相对较大;储层中纳米级喉道和亚微米级喉道控制着可动流体,随着渗透率的增大,开发潜力增大。长7储层孔隙结构的多样性及不均一性是导致储层非均质性的主要原因,浊流砂体的孔隙结构好于三角洲前缘砂体,喉道半径控制着储层的渗流能力。     

吴起地区延10致密砂岩储层孔隙结构及分形特征

侏罗系延安组延10段为典型的致密储层,是非常规油气聚集的重要场所,孔隙结构复杂、非均质性强。为了厘清其孔隙结构特征和非均质性,选取延10段储层12块样品,借助高压压汞实验、常规物性测试、X射线衍射、铸体薄片鉴定和扫描电镜分析等技术手段,根据压汞曲线的形态和储层物性将储层划分为3种类型,分析孔隙结构特征,利用分形几何理论计算分形维数,研究非均质性,并讨论其地质意义。结果表明：由Ⅰ类储层到Ⅲ类储层,排驱压力依次增大,物性变差,孔隙结构变复杂。延10储层分形曲线存在明显的拐点,呈两段式,D1大于D2,D1为2.982 8~2.999 4,平均为2.993 9,D2为2.454 7~2.746 4,平均为2.619 7,大孔喉的非均质性更强。延10储层中不同矿物组分含量的差异影响着储层的非均质程度,储层非均质程度的高低影响着储层物性的好坏和孔隙结构的复杂程度。     

恒速压汞技术在致密砂岩储层微观孔隙空间刻画中的应用——以鄂尔多斯盆地中部中二叠统石盒子组盒8段为例

运用恒速压汞技术,对致密砂岩储层微观孔隙空间展开深入刻画,并分析了微观孔隙空间分布与储层物性的关系。结果表明,研究区致密砂岩储层孔隙半径的差异不明显,基本分布于75~225μm;孔隙半径与储层物性相关性不显著;物性较好的储层,有效孔隙体积大,储集能力较高。喉道半径分布随渗透率的不同而差异较大,大多数喉道半径小于6μm,当渗透率较低时,喉道半径较小且集中分布,随着渗透率的增大,喉道半径分布逐渐变宽,峰值处的喉道半径逐步变大,且小喉道含量逐渐降低,大喉道含量升高;喉道半径与储层物性的相关性较好,是储层物性的主控因素;随着渗透率的升高,小喉道对渗透率的贡献率逐渐降低,而大喉道对渗透率的贡献率逐步升高。孔喉半径比分布于10~1 400,整体较大,对储层的产出不利。     

致密油储层孔喉微观结构表征技术研究进展

 致密油储层中孔隙是储集油气的空间与渗流发生的主要场所,且其孔隙分布呈现多种尺度,储层微观孔隙结构精确表征是非常规油气研究的重点与难点。对目前致密油储层孔隙结构表征技术进行了分类,总结了实验数据分析技术、图像分析技术与数字岩心技术的内涵及发展,并指出了其测试孔隙大小范围和优缺点;展望了致密油储层微观孔隙结构表征技术的发展趋势。     

第1章 致密砂岩油藏考虑非线性弯曲段的数值模拟研究

致密砂岩油藏非线性渗流特征显著。但是目前的非线性渗流数学模型和数值模拟方法没有反映非线性弯曲段对油田生产的影响,导致产能预测精度差。因此,本文基于非线性弯曲段的表征方法以及考虑非线性渗流特征的相对渗透率计算方法,建立了三维三相非线性渗流数学模型,并研制了相应的数值模拟模块。通过研究发现,渗透率损失主要集中在距离井较远的油藏中部;非线性模型和拟启动压力梯度模型的初期产能相等,均小于常规模型。对于渗透率相同的大庆和长庆致密砂岩油藏,由于大庆致密砂岩油藏的喉道分布范围更窄,导致开发过程中大庆油田的渗透率损失更大,因此开发效果更差。     

致密油藏润湿返转提高采收率技术

针对致密油藏目前开采方式存在产量递减快、可采储量低的问题,通过构建基于离散裂缝网络的致密油藏润湿返转提高采收率数学模型,并编制相应全隐式数值求解算法,进一步研究了亲油储层周期注入表面活性剂方式的驱油效果及影响因素。结果表明:周期注入表面活性剂能够使储层产生润湿性返转,诱导自发渗吸,进而有效动用基质内剩余油,较目前开采方式可进一步提高采收率幅度10%;周期注表活剂的驱油效果随着原油黏度的降低、基质渗透率的增大或者压裂密度的提高而变好,当地层原油黏度低于7 m Pa·s、基质渗透率不低于0. 01 mD、裂缝间距不高于150 m时,周期注表活剂可取得明显的增油效果。     

鄂尔多斯盆地致密油储层覆压孔渗特征实验研究

覆压下岩石的孔渗变化往往会对油藏的后续开发产生一定影响。为了研究鄂尔多斯盆地致密油储层覆压孔渗特征,利用YC-4型覆压孔渗测定仪对鄂尔多斯盆地133块致密油岩心进行了覆压孔渗实验,并利用同步辐射成像技术,分析了3块不同渗透率岩心的微观孔隙结构特征。研究结果表明：(1)相对孔隙度比值和相对渗透率比值与有效覆压有很好的相关关系,随上覆压力的增加,其相对孔隙度比值和相对渗透率比值变化均较大,与传统的认识不同;(2)在油层条件下,其相对孔隙度、渗透率比值以及不可逆渗透率损失与渗透率均具有很好的半对数关系,在油层条件下的孔隙度、渗透率的值与在地面的孔渗差异较大,其影响不可忽略;(3)致密油岩心的渗透率越低,其微观非均质性越强,孔隙连通性越差。     

渝东北地区龙马溪组页岩储层微观孔隙结构特征

为了系统描述渝东北地区下志留统龙马溪组海相页岩的微观孔隙结构,应用氩离子抛光聚焦离子束扫描电镜(FIB-SEM)、低温N2吸附及高压压汞实验定性和定量测试WX-1井岩心样品的孔喉形态、连通性、比表面积及孔径分布.通过对比分析不同实验测试的孔径分布,实现对页岩样品从微孔到宏孔的精细描述,并探讨了影响孔隙发育的控制因素.研究结果表明,龙马溪组页岩储层主要发育有机质孔、黏土矿物层间孔、黄铁矿晶间孔、颗粒边缘溶蚀孔及微裂缝等5种孔隙类型.受到后期压实作用的影响,有机质孔隙发育具有微观非均质性.纳米孔隙类型复杂、形态多样,主要为开放透气性孔,但存在细颈状墨水瓶孔及少量一端封闭的不透气性孔等影响页岩气的渗流;孔径分布具有“双峰”特点,纳米孔主要孔径为2～10 nm、30～90 nm,即直径＜100 nm的孔隙提供了大部分总孔体积,为页岩储层主要发育的孔隙类型.孔隙发育受多种因素的控制,直径≤50 nm微孔、中孔的发育与有机质有关,有机碳含量与微孔、中孔的孔体积呈正相关性;直径＞50 nm宏孔的发育与黏土矿物含量有关,随着黏土矿物含量的增加,宏孔的体积、比表面积也随之增大.     

脱气对致密油藏流体渗流规律影响研究进展

 致密油藏大多含有溶解气,开采压力低于泡点压力时溶解气析出,产生渗流阻力,影响产能。从致密储层孔喉结构特征入手,阐述了脱气后致密油藏流体渗流特征形成的内因,分析了油藏脱气后流体的流动特征和影响因素,对比了致密油藏和常规油藏在脱气后流体渗流特征的差异,概述了现有的研究手段及相关数学模型的研究现状,展望了脱气后致密油藏流体渗流规律研究趋势。     

鄂尔多斯盆地陇东地区长7致密油藏储层特征

利用铸体薄片、扫描电镜和恒速压汞等先进的技术和方法,研究了陇东地区长7致密储层的物性特征,岩石学特征、结构特征和孔喉特征。结果表明,陇东地区长7储层属于特低孔超低渗透储层,岩石主要是岩屑砂岩,并且填隙物含量高,其中水云母对喉道的切割作用是研究区成为致密油藏的重要原因;孔隙类型以微孔为主,喉道细微,储层物性主要由喉道来决定。     

含油气盆地致密砂岩类油气藏成因机制与资源潜力

通过对典型致密砂岩油气藏的解剖,并结合成藏过程中油气排运时期和储层致密演化时期匹配关系分析,确定含油气盆地深部发育致密常规油气藏、致密深盆油气藏、致密复合油气藏3种不同类型的致密砂岩类油气藏;在此基础上采用理论计算对中国致密砂岩油气资源进行评价。结果表明:沉积盆地内部实际存在的油气资源量比以往认识和评价的结果大很多,目前中浅部见到的和已发现的常规油气资源不到盆地内富集资源总量的25%,大于75%的油气资源富集在孔隙度小于12%、渗透率小于1×10-3μm2的致密砂岩储层内;在致密油气资源中,致密常规油气资源大致超过油气总资源的25%,致密深盆油气资源超过50%;致密油气资源是含油气盆地挖潜勘探和可持续发展的最主要方向。     

致密砂岩气藏束缚水饱和度变化特征研究

利用岩心流动实验、毛细管及束缚水膜理论模型研究了不同温度、驱替压力条件下的束缚水饱和度变化特征。研究结果表明,温度、驱替压力对束缚水饱和度具有重要影响,温度越高、驱替压力越大,致密砂岩束缚水饱和度越低。忽略温度等条件可能导致束缚水饱和度测定值误差较大,因此,准确测定束缚水饱和度应考虑实际地层温度并选择合理的驱替压力。